Германов Вадим Евгеньевич возглавил производственный блок «Силовых машин» в должности советника генерального директора с последующим переводом на должность заместителя генерального директора по производству.
Вадим Евгеньевич родился в 1966 году. Окончил Вологодский политехнический институт (1990 г.) и Санкт-Петербургский государственный технический университет (2000 г.). С 1990 по 2011 г. – мастер по ремонту оборудования, механик коксового цеха № 2, начальник цеха коксовых батарей коксохимического производства, заместитель начальника коксохимического производства по техобслуживанию, заместитель директора по работе с сервисными компаниями производственно-технической дирекции ОАО «Северсталь»; с 2011 по 2014 г. – ген. директор ООО «Северсталь-Промсервис»; с 2015 по 2016 г. – директор по ремонтам дивизиона «Северсталь Российская сталь» филиала «Российская сталь» в г. Череповце; с 2016 по 2019 г. – директор филиала – генеральный директор дивизиона «Северсталь Российская сталь»; с 2019 по февраль 2025 г. – мэр Череповца; с 24 июня 2025 г. возглавил производственный блок «Силовых машин». Приветствуем Вадима Евгеньевича в команде «Силовых машин» и желаем успешной работы!
Алексей Подколзин, генеральный директор:
– Я искренне рад, что Вадим Евгеньевич присоединился к нашей команде. Это сильный лидер и эксперт, которого многие руководители с гордостью могут назвать своим наставником. Его огромный управленческий опыт, глубокое знание производственных процессов, умение выстраивать эффективную командную работу крайне важны для «Силовых машин» в свете той трансформации, тех вызовов и изменений, которые нам предстоит пройти. Желаю Вадиму Евгеньевичу успешного решения всех задач!
В результате модернизации повысятся мощность и надёжность турбоустановки, снизится воздействие электростанции на окружающую среду.
Работы проводятся в рамках правительственной программы модернизации тепловой генерации (КОМмод), одобренной Президентом РФ.
С момента начала реализации проекта силами ремонтного персонала ТЭЦ и подрядных организаций демонтированы основные части обновляемого оборудования, подготовлен фундамент турбоагрегата к монтажу оборудования, выполнены расконсервация и входной контроль оборудования паровой турбины, завезён в главный корпус станции и установлен на место временного хранения новый статор генератора.
На сегодня согласно графику продолжаются работы по монтажу нижней половины цилиндра высокого давления, перепускных трубопроводов высокого и среднего давления, автоматических стопорных клапанов, кабельной продукции.
Как сообщили в Башкирской генерирующей компании, завершение монтажных работ планируется в ноябре, после чего специалисты приступят к пусконаладке оборудования. Дата начала поставки мощности модернизированной турбоустановки на ОРЭМ — 1 января 2026 года.
Всё новое оборудование произведено на предприятиях отечественного машиностроения и находится на площадке станции. В результате модернизации электрическая мощность турбоагрегата будет увеличена на 18 МВт и на номинальном теплофикационном режиме составит 118 МВт. Также повысятся экологичность, надёжность и эффективность работы Стерлитамакской ТЭЦ.
Энергетики ПАО «ТГК-1» ввели в эксплуатацию после модернизации котлоагрегат энергоблока № 4 Северной ТЭЦ. Замена устаревшего оборудования призвана повысить надежность энергоснабжения потребителей на севере Санкт-Петербурга и прилегающих районов Ленинградской области.
Работы по демонтажу старого оборудования, выработавшего свой ресурс, и замене элементов котлоагрегата и вспомогательных систем продолжались около двух лет. За этот период были установлены новый барабан котла, пароперегреватели, топочные экраны, перепускные трубопроводы с арматурой, а также горелочные устройства. Новое оборудование дооснастили необходимыми датчиками АСУ ТП, программное обеспечение заменили на отечественное.
Работы проходили в условиях действующей электростанции и ограниченного пространства в машинном зале, поэтому при реализации проекта активно использовались технологии лазерного сканирования и информационного моделирования, позволяющие рассчитать весь ход работ и перемещение габаритных деталей в цифровой среде. Все новое оборудование, материалы и комплектующие изготовлены в России, отвечают современным требованиям эксплуатации по надежности и ремонтопригодности.
«Проект для нас очень важный, поскольку Северная ТЭЦ обеспечивает электрической и тепловой энергией более 700 тысяч человек — север Санкт-Петербурга, а также стремительно растущие Мурино и Новое Девяткино в Ленинградской области. Благодаря модернизации оборудования мы сможем качественно и надежно снабжать существующих потребителей и обеспечить резерв для присоединения новых», — подчеркнул заместитель управляющего директора по капитальному строительству ПАО «ТГК-1» Владимир Цветков.
Справка
Северная ТЭЦ обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия, жилые и общественные здания северной части Выборгского и Калининского районов Санкт-Петербурга, а также поселка Новое Девяткино и города Мурино Всеволожского района Ленинградской области. Зона охвата — около 700 тыс. человек. Установленная электрическая мощность станции — 500 МВТ, установленная тепловая мощность — 1208 Гкал/ч. Вырабатываемая электроэнергия поставляется в Единую энергетическую систему России.
Проекты модернизации Северной ТЭЦ определены в числе приоритетных инвестиционных проектов ПАО «ТГК-1» и реализуются в рамках государственной программы модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (КОММод). Второй проект на Северной ТЭЦ — техническое перевооружение турбоагрегата № 2, завершение которого планируется в конце 2027 года.
ПАО «ТГК-1» (входит в Группу «Газпром энергохолдинг») — ведущий производитель и поставщик электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России. «ТГК-1» объединяет 51 электростанцию в четырех субъектах РФ — Санкт-Петербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях.
Первым из работы был выведен энергоблок № 3 Яйвинской ГРЭС мощностью 150 МВт для проведения среднего ремонта. Помимо типовых работ на турбинном и котельном оборудовании выполнена замена пароперепускных труб ширм после пароохладителя (со штуцерами и паросборными коллекторами); контрольные вырезки пароперепускной трубы ширм, змеевиков (частично) подогревателя высокого давления.
Мероприятия на третьем блоке длились три месяца, в этот же период прошел текущий ремонт энергоблока № 4 (150 МВт). Период ремонтов на блоках № 3 и № 4 совмещен с целью проведения экспертизы промышленной безопасности и капитального ремонта дымовой трубы № 2. Все вышеуказанные мероприятия завершились 15 июня.
В связи с ремонтом газопровода с 16 по 22 июня электростанция работала на угле, который является для Яйвинской ГРЭС резервным видом топлива. При этом в работе были только энергоблоки ПСУ.
Главный инженер филиала «Яйвинская ГРЭС» ПАО «Юнипро» Виталий Кабаев поблагодарил коллектив станции за качественное прохождение безгазовой паузы: «Этот ответственный период требует четких и слаженных действий оперативного персонала, поскольку при переходе на уголь существенно меняются условия работы: включается система пылеприготовления и задействуется дополнительное оборудование. Ситуация осложнялась тем, что нам необходимо было выводить два энергоблока (№ 3 и № 4) из ремонта, при этом одновременно переводя их на работу на угле. Любые ошибки были недопустимы. И благодаря эффективному контролю каждого за вверенным оборудованием все прошло штатно. Благодарю персонал КТЦ, ЦЦР, ЭЦ, ЦТАИ».
В настоящее время – с 20 июня – остановлен для проведения капитального ремонта энергоблок № 1 мощностью 150 МВт. Здесь предусмотрен большой объем работ с ремонтом турбины, во время которого заменят диафрагмы цилиндра высокого давления, шпильки цилиндра высокого давления, стопорный клапан. Также пройдет ремонт генератора с выводом ротора и с заменой бандажных колец ротора. Специалисты проведут модернизацию обмуровки котла, модернизацию необогреваемого контура с заменой пароперепускных труб до и после пароохладителя 2 ступени, выходных коллекторов ширм 1 ряда, заменой устройства собственного конденсата котла, переварку сварных швов трубопровода 5-го отбора. На данные мероприятия программой отведено 4 месяца, после чего начнется типовой ремонт энергоблока № 2 (150 МВт).
Завершит кампанию ремонт энергоблока № 5 (ПГУ 448 МВт), который пройдет в декабре текущего года. Специалисты проведут малую инспекцию газовой турбины и другие работы.
Замминистра энергетики Дмитрий Исламов рассказал в интервью ТАСС, почему Россия продолжает развивать угольную отрасль, несмотря на глобальный тренд на «зеленую» энергетику, как санкции и логистические проблемы повлияли на отрасль, какие антикризисные меры уже приняты и почему Китай остается ключевым рынком для российского угля
— Дмитрий Викторович, последние лет 10 довольно часто звучит тезис о том, что нужно отказываться от угля и переходить на более чистые источники энергии. Почему сейчас правительство РФ так много внимания уделяет развитию и поддержке этой отрасли?
— Угольная отрасль остается одной из основных отраслей топливно-энергетического комплекса и занимает законное место в топливно-энергетическом балансе. Конечно, сейчас ее доля снижается, но она продолжает занимать треть всего энергетического баланса мира. В абсолютном выражении до 2050 года спрос на уголь в мире либо будет сохранен, либо немного вырастет. Что касается нашей страны, то уголь является одним из основных источников энергетики в России и занимает 15% долю в выработке электроэнергии и 22% тепла.
— В последние несколько месяцев мы много слышали про масштабную программу поддержки угольной отрасли в России. Насколько необходимы были принятые меры, в чем особенность нового кризиса?
— Угольные кризисы были всегда, но в этот раз ситуация имеет свои особенности из-за наложения ряда факторов: низких мировых цен, санкций, которые существенно удлинили логистические маршруты, а также укрепления рубля — с его учетом с начала года стоимость угля упала почти в два раза. На все это наложились внутренние причины: ограничение пропускной способности Восточного полигона, рост логистических затрат.
В итоге в прошлом году угольная отрасль стала единственной крупной убыточной отраслью в России. Убытки составили 112 млрд рублей, кредиторская задолженность — 1,2 трлн рублей, а доля убыточных предприятий — 53%.
— В этом году ситуация, как я понял, усугубилась…
— Да. Только за первый квартал убытки угольщиков составили 79,9 млрд рублей, а доля убыточных предприятий выросла с 53% до 62%, продолжила расти и кредиторская задолженность.
Без мер, которые мы приняли, убытки угольных компаний могли достичь в этом году 300–350 млрд рублей, а кредиторская задолженность — 1,5 трлн.
Как правительство выводит угольную отрасль из кризиса
— Как сильно меры поддержки могут сгладить негативный тренд, о котором вы говорили?
— Угольщики получили ряд системных мер: отсрочку по налоговым сборам с 1 июня по 1 декабря, если будет необходимо, то решение по отдельным компаниям может быть принято и на более длительный срок; скидку к тарифу в западном направлении; реструктуризацию кредиторской задолженности с банками. Центральный Банк уже выпустил специальное письмо, где дал сигнал банкам, что такая реструктуризация возможна с более мягкими требованиями без увеличения резервирования. С учетом кредиторской задолженности в 1,2 трлн это очень серьезная поддержка.
Также идет работа с Минтрансом и РЖД по сокращению времени движения составов в пути и снижению стоимости аренды вагонов. Мы продолжаем работать и с нашими портами по существенному снижению стоимости перевалки в портах.
Между правительством Кузбасса и РЖД заключено соглашение по гарантированному вывозу 54,1 млн т угля в восточном направлении. Принято аналогичное решение и по Хакасии по заключению соглашений, но уже с отдельными предприятиями, по вывозу угля на восток.
Кроме общесистемных мер, оказываются и адресные. Подкомиссия под руководством главы Минфина Антона Силуанова рассмотрела помощь для 4 компаний, а это больше 20 предприятий: «Мечел-Майнинг» (10 предприятий), «Воркутауголь» (5 предприятий), компания «СУПК», «СДС-Уголь» (5 предприятий). По трем компаниям решение принято, по «СДС-Углю» еще будет идти обсуждение.
Комиссия также может для отдельных компаний принять решение по компенсации логистических издержек.
— Какое количество компаний могут получить адресную помощь?
— По 20 предприятиям адресная помощь рассматривается, еще порядка 20 предприятий уже подали документы на подкомиссию, и около 30 компаний подадут в ближайшее время документы. В итоге мы сможем охватить 73 угледобывающих предприятия.
— Как вы оцениваете общий объем поддержки?
— Это миллиарды рублей. Точную сумму я пока вам сказать не могу, так как еще рано подводить даже промежуточные итоги. По результатам первого полугодия мы подведем результаты работы отрасли и антикризисной программы и в середине июля уже сможем сделать анализ за полугодие.
— На какой срок выделяется помощь?
— Длительность поддержки разная. Решение принимается непосредственно подкомиссией: это может быть полгода, может быть год. Пока что наша задача — помочь отрасли продержаться, а дальше негативные факторы будут сходить на нет: после рецессии мы ждем подъем.
— Какая судьба ждала бы угольную отрасль без этих экстренных мер поддержки? Увидели бы мы разорение компаний, снижение рабочих мест?
— У нас яркий показатель — это так называемая красная зона. В нее мы выделяем те предприятия, которые находятся в предбанкротном или банкротном состоянии. Если на начало года в этой зоне было 27 предприятий, то сейчас — 51, из них 18 уже приостановили добычу.
Что такое 51 предприятие в красной зоне? Это 32,6 тыс. человек, это 65 млн т добычи — 15% добычи России. Поэтому без мер поддержки мы могли бы лишиться как минимум 15% от нашей добычи, всех этих 65 млн т.
— Я правильно понимаю, что меры поддержки позволяют нам сохранить уровни добычи и рабочие места?
— Конечно. Мы сохраним занятость и социальную стабильность в угледобывающих регионах.
— По этому году какой прогноз по добыче угля?
— В прошлом году добыча составила 438 млн т, на 5 млн т меньше 2022 года. За пять месяцев этого года добыча продолжила снижаться примерно на 1 млн т год к году. Но если посмотреть по регионам, то Кузбасс за эти пять месяцев сократил добычу уже на 5 млн т, а дальневосточные регионы, в основном Якутия, увеличили добычу.
— Если у нас идет снижение добычи, то как мы достигнем 600 млн т, которые заложены в энергостратегии?
— Это произойдет в том числе за счет внутреннего потребления, так как при сохранении доли угля в энергобалансе страны объемы его потребления вырастут. Что касается экспорта, он тоже будет увеличиваться и составит 350 млн т в год к 2050 году. В прошлом году он находился на уровне 195–200 млн т.
— А в этом году?
— За пять месяцев этого года вывоз угля на экспорт по инфраструктуре РЖД снизился на 1,5 млн т, а отдельно по восточному направлению вырос на 0,9 млн т. У нас очень сильно снизились поставки в северо-западном направлении. На юге же он подрос по сравнению с прошлым годом. При этом с учетом роста вывоза из Якутии экспорт соответствует прошлому году, мы фиксируем незначительный рост на 0,5%.
В целом же наша задача сейчас максимально поддержать угольную отрасль, сохранить объемы добычи, а затем уже выйти на стратегические задачи, заложенные в энергостратегии.
Сроки этого перехода зависят и от самой отрасли, которая сейчас сама борется с кризисом, реализует внутри себя масштабную программу изменений, оптимизирует расходы, улучшает технологии, повышает производительность труда, ограничивает выплату дивидендов. Где-то угольная отрасль будет консолидироваться и небольшие компании станут присоединяться к более сильным, где-то будет происходить сокращение неэффективных мощностей. При этом сильные эффективные предприятия должны развиваться.
— Как вы считаете, в следующем году кризис будет преодолен?
— Мы уверены в этом. В следующем году уже ждем роста производственных показателей.
Как стать номером один в Китае?
— Какие направления поставок показывают наибольшую маржинальность?
— Она пока отрицательная по всем направлениям. И на востоке, и на северо-западе, и на юге. Если в среднем брать по году, то восток — более выгодное направление.
— То есть мы по-прежнему идем на восток?
— Да.
— Довольно странно везти весь уголь на восток, учитывая возможности наших южных и западных портов…
— Вы не совсем правильно меня поняли. Нам нужны все направления — восточное, северо-западное и южное. Но основные рынки — это все-таки страны Азиатско-Тихоокеанского региона: Китай и Индия, страны с самым большим народонаселением. Третий регион по потенциалу — Африка, где в ближайшие десятилетия будет жить более 1 млрд человек.
— В каком регионе вы видите максимальный потенциал?
— Конечно же, это Китай. В части металлургического угля мы видим большие перспективы в Индии с учетом их планов по наращиванию выплавки стали.
— Но он развивает и свою добычу, переходит на другие источники энергии.
— Но при этом КНР каждый год наращивает импорт, и он заинтересован в импорте нашего угля. Сейчас мы занимаем на его рынке около 25% по прошлому году. Наша задача — занимать лидирующие позиции и выйти на треть рынка.
— Хорошая перспектива. А сколько мы сейчас им поставляем?
— По прошлому году было около 100 млн т, в этом году мы намерены сохранить объемы, чтобы в следующем году перейти к росту. В 2026 году мы в принципе должны нарастить экспорт по всем нашим основным рынкам. В целом в мире Россия занимает третье место по экспорту после Австралии и Индонезии.
— Продолжаются ли переговоры по импортным пошлинам?
— Этот вопрос стоит на повестке, мы его обсуждаем. Пока решение не принято.
— Относительно недавно Минэнерго сообщало об интересе Китая к расширению сотрудничества в угольной отрасли. О каких проектах шла речь?
— Обсуждалась совместная реализация проекта по Зашуланскому месторождению, китайские потребители очень интересуются нашим углем. Нам интересно расширение поставок энергетического угля. Важный вопрос — это транспортный, нужно доставить этот уголь. Пока у нас есть этот ограничивающий фактор.
— Но китайцы готовы нарастить?
— Да. Мы готовы конкурировать по цене и по качеству. Также металлургические компании Китая интересуются нашим коксующимся углем.
Инвестиции и цены
— Сильно ли просели инвестиции в этом году из-за кризиса?
— Если у нас в 2023 году было 275 млрд инвестиций, то в 2024 году уже около 248 млрд. В этом году они упадут еще сильнее. Сейчас наша задача — сохранить объем инвестиций в поддержание объемов производства и в безопасность.
— Сейчас цена угля на мировом рынке находится на низком уровне. Как вы видите ситуацию во втором полугодии, в следующем году?
— Если в начале года цена на российский энергетический уголь в среднем составляла $74–94 за тонну, то сейчас — от $63 до $80, на коксующийся уголь — падение со $120 за тонну до $86. Это очень серьезное снижение. Мы ожидаем, что к концу года цены все-таки поднимутся.
— Как вы оцениваете перспективы Донбасса как угледобывающего региона?
— Ситуация остается сложной. Если предприятия других регионов России годами вкладывали средства в модернизацию, то в ЛНР и ДНР такую работу особо никто не вел. Плюс сами запасы расположены глубже, там более сложная, дорогостоящая добыча. Поэтому сейчас мы ищем решения по государственной поддержке.
— Какой потенциал у них по добыче?
— Сейчас задача, чтобы этот уголь удовлетворил потребности этих регионов: промышленности и энергетики. В ДНР и ЛНР также есть и высококачественный уголь, антрацит, который может идти на внешний рынок. Кроме того, предприятия этих регионов расположены близко к южным портам, поэтому потенциал для экспорта есть. Но нужны усилия, инвестиции, чтобы модернизировать производство.
Чистый уголь на 1 000 лет
— Как долго России хватит запасов угля?
— Только для поддержания текущих уровней добычи — угля нам хватит еще на 500–600 лет, а если мы продолжим заниматься геологоразведкой, то на 1000 лет вперед запасов хватит точно.
— Велики ли шансы, что уголь нужен будет так долго?
— Конечно. Это ведь природный аккумулятор, готовый накопитель. К тому же уголь — это целая таблица Менделеева, поэтому мы вполне можем заниматься его переработкой. Конечно, у нас есть газ и нефть, поэтому пока углехимия кажется менее конкурентоспособной с точки зрения получения полимеров. Но это пока. В том же Китае порядка 150–170 млн т угля в год идет на переработку и получение полимеров, пластмасс.
Но технологии развиваются, с каждым годом они становятся все дешевле. Поэтому в перспективе мы намерены создать в России отрасль, которая будет заниматься глубокой переработкой угля. Этот путь нам кажется очень перспективным.
— Если говорить про использование угля как источник энергии, как долго его будут еще использовать? Многие утверждают, что век угля уже вот-вот закончится.
— Наше мнение — уголь как энергоресурс мы будем использовать всегда, так как он может стать полностью чистым с точки зрения как экологии, так и климата.
— Понятно, что есть технологии, которые делают генерацию более чистой, но не полностью же…
— Мы утверждаем, что уголь может быть абсолютно чистым. Угольные станции модернизируются, внедряются технологии по сокращению выбросов оксида азота, оксида серы и взвешенных частиц. Например, установка электрофильтра позволяет собрать и не выбрасывать в воздух до 99% взвешенных частиц.
Что касается климата, то можно собирать и CO2, уже есть такие технологии, а затем проводить его захоронение. Это тоже целая отрасль, и ее нужно развивать.
— Насколько экономически целесообразны все эти технологии?
— Конечно, сейчас мы не можем повсеместно их внедрить, однако мы будем модернизировать отрасль угольной генерации, соблюдая баланс между инвестициями и тарифами на электро- и теплоэнергию. Сейчас мы как раз разрабатываем такую программу.
— Как скоро можно провести модернизацию?
— В течение 10 лет это вполне можно сделать, модернизировав все станции и сделав их чистыми.
ПАО «Казаньоргсинтез» (входит в «СИБУР») сохраняет планы до конца 2025 года достроить и запустить парогазовую установку ПГУ-ТЭС мощностью 250 МВт (Лушниковская ПГУ), сообщил на годовом собрании акционеров генеральный директор предприятия Айрат Сафин.
«Продолжаются строительно-монтажные работы. Пуск ПГУ-250 планируется до конца 2025 года», — сказал он.
Энергоустановка позволит полностью обеспечить «Казаньоргсинтез» электроэнергией за счет собственной генерации.
О том, что «Казаньоргсинтез» планирует ввести этот энергоблок в эксплуатацию в 2025 году, Сафин говорил «Интерфаксу» в ноябре 2023 года.
В октябре 2019 года «Казаньоргсинтез» заключил контракт на строительство ПГУ-250 с Siemens. Энергоустановку следовало сдать «под ключ» к марту 2023 года, но в июле 2022 года Siemens уведомил, что из-за санкций Евросоюза отказывается от исполнения обязательств. После этого все работы на объекте были остановлены.
В августе 2023 года «Казаньоргсинтез» возобновил строительство энергоустановки, подрядчиком стал турецкий инжиниринговый холдинг Enka, начинавший строить этот объект вместе с Siemens.
«Казаньоргсинтез» — один из крупнейших производителей полиэтилена и единственный производитель поликарбонатов в России. С октября 2021 года входит в «СИБУР».
Группа компаний «Мечел», владеющая Челябинским металлургическим комбинатом, рассматривает продажу двух энергетических активов — ПАО «Кузбассэнергосбыт» и ПАО «Южно-Кузбасская ГРЭС». Эти предприятия — крупнейшие поставщики электроэнергии и тепла на территории Кемеровской области. О продаже бывший генеральный директор «Мечела» Олег Коржов заявил на фоне новостей об убытках компании и отказе от выплаты дивидендов. По мнению экспертов, реализация энергетических активов позволит незначительно снизить долговую нагрузку группы компаний. Предприятия могут выкупить промышленные холдинги, государственные структуры и другие организации, однако продажа может затянуться на несколько месяцев, считают эксперты.
«Мечел» в 2025 году столкнулся с долгами за газ, снижением добычи угля и убытками
Горнодобывающая и металлургическая группа компаний «Мечел» рассматривает продажу активов двух энергетических предприятий — ПАО «Кузбассэнергосбыт» и ПАО «Южно-Кузбасская государственная районная электростанция». Об этом журналистам заявил бывший генеральный директор холдинга Олег Коржов, сообщает ТАСС.
«Мы исходим из того, что есть активы, которые, если выводить из группы, существенно не повлияют на денежный поток и на операционную деятельность. Например, это “Кузбассэнергосбыт”, Южно-Кузбасская ГРЭС. У нас есть маленький завод — Вяртсильский метизный завод, тоже сильно не пострадаем, ЮУНК (Южно-Уральский никелевый комбинат.— ”Ъ-Южный Урал”) тоже на сегодняшний день рассматриваем, “Москокс” — потенциально да, если будет интересная цена»,— цитирует слова Олега Коржова агентство ТАСС.
“Ъ-Южный Урал” направил запрос в пресс-службу «Мечела» с просьбой прокомментировать информацию о продаже активов. На момент публикации материала ответ не поступил.
«Кузбассэнергосбыт» — один из крупнейших поставщиков электроэнергии на территории Кемеровской области. Компания создана в 2006 году в качестве правопреемника реорганизованного «Кузбассэнерго». В тот же период «Кузбассэнергосбыт» получил статус гарантирующего поставщика. Предприятие поставляет электричество в жилые дома, промышленные предприятия, объекты социальной инфраструктуры, коммерческие организации и сектор ЖКХ. В 2024 году «Кузбассэнергосбыт» поставил 8,3 млрд кВт•ч электроэнергии, а также установил 36 тыс. приборов учета.
Согласно данным «СПАРК-Интерфакс», генеральный директор «Кузбассэнергосбыта» — Леонид Петров. В 2024 году выручка компании от продаж составила более 33,9 млрд руб., чистая прибыль — 338,7 млн руб. По данным на декабрь 2021 года, на предприятии работают 1136 человек.
Южно-Кузбасская ГРЭС (ЮК ГРЭС) находится в Калтане Кемеровской области. Ее ввели в эксплуатацию в 1951 году. Это первая в Сибири электростанция, на которой начали осваивать отечественное оборудование на высоких параметрах пара. Установленная тепловая мощность Южно-Кузбасской ГРЭС — 581 Гкал/ч, а электрическая — 554 МВт. На электростанции работают около 900 сотрудников. ЮК ГРЭС обеспечивает горячей водой и теплом города Калтан, Осинники, Междуреченск и Мыски Кемеровской области.
По данным «СПАРК-Интерфакс», электростанцией управляет ООО «Мечел-Энерго» (зарегистрировано в Челябинске, ЮК ГРЭС вошла в состав в 2007 году). В 2024 году ПАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» получило выручку от продаж более 3,1 млрд руб., чистый убыток — 4,5 млрд руб. Компания получает убытки от продаж с 2016 года.
Группа компаний «Мечел» в 2025 году столкнулась с долгами за газ, снижением добычи угля и убытками по итогам 2024-го. На прошедшем 27 июня собрании акционеров было решено не выплачивать дивиденды по всем категориям акций из-за полученных убытков, говорится на портале раскрытия корпоративной информации.
В опубликованных финансовых результатах «Мечела» за 2024 год сообщалось, что консолидированная выручка группы компаний составила 387,5 млрд руб., снизившись на 5% в сравнении с 2023 годом. Чистый убыток — 37,1 млрд руб. против прибыли 22,3 млрд руб. за предыдущий год. «Мечел» объяснил негативные финансовые показатели введенными санкциями США, повышением ключевой ставки РФ и платежей по кредитам. В конце мая компания также заявила о снижении добычи угля на 27% в первом квартале 2025-го по сравнению с предыдущим кварталом 2024 года.
Самое крупное предприятие группы компаний «Мечел» — Челябинский металлургический комбинат (ПАО «ЧМК»). Он интегрирован в работу многих других организаций и является флагманом металлургического производства холдинга.
Партнер экспертной группы Veta Дмитрий Жарский отмечает, что планы «Мечела» о продаже непрофильных энергоактивов вписываются в «контекст текущего кризиса угольной отрасли и неустойчивого финансового состояния самой компании».
«“Кузбассэнергосбыт” является крупнейшей энергосбытовой организацией Кемеровской области, работающей в статусе гарантирующего поставщика и обслуживающей более 90% потребителей. Концептуально такие стратегически важные активы в первую очередь могут заинтересовать крупные энергетические холдинги, которые имеют опыт управления региональными энергосбытовыми компаниями и электростанциями. Также покупателями могут выступить частные инвестиционные фонды, специализирующиеся на инфраструктурных активах, или промышленные группы, которым необходимо обеспечить энергетическую безопасность своих предприятий в регионе»,— подчеркнул эксперт.
По мнению Дмитрия Жарского, востребованность таких активов сейчас умеренная. «Несмотря на очевидные преимущества той же Южно-Кузбасской ГРЭС, которая имеет потенциал покрытия базисных нагрузок всей Кузбасской энергосистемы, текущая рыночная конъюнктура не может в полной мере способствовать высокому спросу. Можно предположить, что поиск покупателя затянется на несколько месяцев»,— отметил эксперт. По его словам, стоимость одного из активов может составлять 15–50 млрд руб.
«Продав эти активы, “Мечел” может частично улучшить свое финансовое состояние. При оптимистичном сценарии компания снизит долговую нагрузку. Однако кардинально это не изменит ее тяжелое положение. Такой шаг, скорее всего, даст временную передышку, но не решит структурных проблем»,— заключил Дмитрий Жарский.
Аналитик финансовой группы «Финам» Гордей Смирнов считает, что оценочная стоимость «Кузбассэнергосбыта» может составлять 1,7–2 млрд руб. «В качестве ориентира можно привести сделку начала 2024 года, когда “Интер РАО” приобрела “Екатеринбургэнергосбыт” и “Псковэнергосбыт” за 5,6 млрд руб. Не исключено, что при определении стоимости “Кузбассэнергосбыта” будут использоваться сопоставимые мультипликаторы из недавних сделок»,— отметил Гордей Смирнов.
Обеспечивая устойчивый рост всех отраслей экономики, отечественная электроэнергетика демонстрирует постоянное уверенное развитие. В соответствии с разработанными планами на период до 2042 года запланированы вводы в эксплуатацию большого числа генерирующих мощностей, объектов электросетевого комплекса. Вместе с этим продолжается активное внедрение новых технологий, ориентированных на повышение эффективности системы управления, совершенствуется нормативно-правовое пространство. О технических и организационных решениях, которые призваны обеспечить наибольшую эффективность функционирования энергосистемы в перспективе, мы беседуем с первым заместителем Председателя Правления АО «СО ЕЭС» Сергеем ПАВЛУШКО.
— Сергей Анатольевич, расскажите о перспективных планах развития электроэнергетического комплекса страны на расчетные периоды до 2042 года и связанных с ними необходимых объемах развития электросетевого комплекса.
— В горизонте до 2042 года прогнозируется постепенный рост потребления электроэнергии и мощности. Ожидается, что ежегодно эти показатели будут расти на 1,3% и 1% соответственно. Эта тенденция обусловлена увеличением экономической активности предприятий различных отраслей, углубляющейся электрификацией производств, а также растущей энерговооруженностью экономики и домохозяйств.
Для покрытия перспективного спроса в горизонте до 2042 года Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики предусмотрен ввод в эксплуатацию 88,5 ГВт новых мощностей. С учетом планируемого к выводу и модернизации действующего оборудования, установленная мощность электростанций вырастет на 18% — до 299,345 ГВт.
Ключевым приоритетом в развитии энергосистемы останется сбалансированное развитие всех типов генерации. Перспективная структура генерирующих мощностей предусматривает масштабное развитие атомной энергетики как эффективного типа базовой генерации, гидрогенерации как наиболее маневренного ее типа, ВИЭ как экологичного источника энергии и отражает принятый в стране курс на реализацию стратегии низкоуглеродного развития.
Помимо нового строительства будут реализованы проекты модернизации генерирующего оборудования в объеме 66,4 ГВт. Значительная доля этого объема (63,915 ГВт) придется на тепловую генерацию. Ожидается, что за счет обновления парка оборудования ТЭС в 2025–2042 годах будет обеспечено снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии с 310,3 г/кВт·ч до 303,5 г/кВт·ч.
Предусмотренные меры позволят нарастить объем производства электроэнергии в ЕЭС России к 2042 году на 27% — до 1 463 857 млн кВт·ч. При этом, с учетом изменения структуры генерирующих мощностей, углеродная интенсивность производства электроэнергии снизится на 12%.
Кроме того, в горизонте до 2036 года планируется построить 13,8 тыс. км линий электропередачи и 14,1 тыс. МВА трансформаторного оборудования, в том числе для обеспечения выдачи новых мощностей 4,4 тыс. км электрических сетей и 1 тыс. МВА трансформаторной мощности.
Одним из важных приоритетов развития энергетики станет строительство линий постоянного тока высокого напряжения. В ряде случаев эта технология является одним из наиболее эффективных решений для передачи больших объемов мощности на расстояния более 400–600 км. Исторически наша страна занимала передовые позиции в этой сфере.
С учетом длинного горизонта планирования и продолжительных циклов энергостроительства давать оценку конкретной стоимости реализации проектов затруднительно. Ориентировочные цифры содержатся в Генсхеме.
— Какие меры предпринимаются для устранения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в отдельных регионах России?
— В настоящее время проблема покрытия прогнозируемого дефицита электрической энергии и мощности особо остро стоит в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Юга в энергорайоне за контролируемым сечением «Волгоград — Ростов», в частности в Краснодарском крае и Республике Крым, в ОЭС Востока в целом по электрической энергии, включая локальные дефициты мощности в Приморском, Хабаровском краях и Республике Саха (Якутия), а также в юго-восточной части ОЭС Сибири, включающей в себя южные части энергосистем Иркутской области, Республики Бурятия и Забайкальского края.
На текущий момент Правительственной комиссией по вопросам развития электроэнергетики рассматривается вопрос по строительству генерирующих мощностей в ОЭС Юга суммарной установленной мощностью более 2,3 ГВт до конца 2030 года с размещением быстровозводимой генерации (газотурбинных установок) уже во второй половине 2026 года.
Для покрытия прогнозируемых локальных дефицитов мощности в ОЭС Востока планируется проведение конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО). Также планируется проведение дополнительного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ), для покрытия дефицита электрической энергии в ОЭС Востока в целом.
В юго-восточной части ОЭС Сибири в 2024 году проведены два КОМ НГО, по результатам которых осуществляется реализация проектов по строительству 1,3 ГВт объектов по производству электрической энергии, позволяющих частично покрыть возникший дефицит в условиях роста электрических нагрузок. Дополнительно для обеспечения перспективной потребности в мощности в юго-восточной части ОЭС Сибири планируется строительство передачи постоянного тока из центральной части этой энергосистемы. На настоящий момент на решение Правительственной комиссии вынесено предложение о проведении дополнительного КОМ НГО юго-восточной части ОЭС Сибири. В ближайшее время ожидаем принятия соответствующих решений по указанному вопросу.
— Прогнозируется ли существенное увеличение доли ВИЭ в структуре установленной мощности энергосистемы страны? Насколько электросетевая инфраструктура России готова к масштабному внедрению этих объектов?
— В настоящее время в ЕЭС России установленная мощность генерирующих объектов ВИЭ СЭС и ВЭС, построенных по программе, стимулирующей развитие использования возобновляемых источников для производства электрической энергии в рамках оптового рынка электрической энергии и мощности (программа ДПМ ВИЭ), составляет порядка 4,5 ГВт. На самом деле это менее 2% от всей установленной мощности энергосистемы России.
Прогноз развития энергосистемы страны, заложенный в Схему и программу развития электроэнергетических систем России на 2025–2030 годы и Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, предусматривает, что к 2030 году совокупная доля солнечных и ветряных электростанций в структуре установленной мощности энергосистемы страны должна составить 4,2% (11,5 ГВт), а к 2042 году по прогнозу в России суммарный объем установленной мощности СЭС и ВЭС может составить более 20 ГВт.
Данные говорят о том, что в российской энергосистеме в структуре генерации доля объектов ВИЭ и сейчас, и в перспективе не является масштабной, как в наиболее «зеленеющих» энергосистемах. В то же время, прежде всего в силу климатических условий, распределение объектов ВИЭ по регионам в России является неравномерным. В частности, в энергосистеме Юга доля объектов ВИЭ уже сейчас составляет 11,5% установленной мощности ОЭС.
Высокая концентрация объектов ВИЭ может приводить к ограничению их выработки. Работа с кратковременными эпизодическими ограничениями ВИЭ — это нормальное условие их интеграции в энергосистему. Развивать магистральную сеть только для того, что обеспечить пропускную способность сети, которая будет востребована ВИЭ всего на несколько часов в году, технически и экономически бессмысленно. В то же время, если мощность вновь построенных по ДПМ ВИЭ объектов будет постоянно запертой или выработка этих станций будет конкурировать с выработкой ГЭС или ранее построенных СЭС или ВЭС, то такое использование средств поддержки развития ВИЭ тоже будет выглядеть не очень разумно. Именно поэтому в Правила оптового рынка в прошлом году введены нормы о согласовании Системным оператором мест размещения объектов ВИЭ. Методика такого согласования была утверждена в составе регламентов оптового рынка, и в этом году мы получим первые результаты работы новой технологии контроля территориального размещения ВИЭ.
Что касается развития ВИЭ на Дальнем Востоке, отмечу, что мы активно участвовали в продвижении проекта по строительству объектов ВИЭ-генерации суммарной мощностью 1,7 ГВт в качестве оперативного и экономически эффективного способа снижения дефицита электроэнергии в ОЭС Востока. Распоряжение Правительства о проведении дополнительного отбора ДПМ ВИЭ принято. Отбор новых проектов будет проведен коммерческим оператором в июле текущего года. Если все пойдет по плану, вводы первых объектов СЭС, отобранных в результате этой процедуры, мы увидим уже в ближайшем году.
— На сегодняшний день не все технические и организационные вызовы, с которыми сталкивается энергосистема при интеграции ВИЭ, преодолены. Расскажите о мерах, которые предпринимаются для повышения гибкости и устойчивости сети в этих условиях.
— Основным техническим вызовом, вызванным ростом доли генерации ВИЭ в общей структуре баланса мощности энергосистем, является непрогнозируемое изменение мощности генерации ВИЭ вследствие изменения погодных условий, которое может привести к возникновению перегрузок в электрической сети. Это, безусловно, должно учитываться как при планировании, так и при управлении режимом работы энергосистемы.
В части этапа краткосрочного планирования Системный оператор в настоящее время проводит работы по выполнению собственного краткосрочного прогнозирования нагрузки объектов генерации ВИЭ с использованием цифровой системы прогнозирования, основанной на методах и технологиях машинного обучения. Применение данной системы уже позволило повысить качество и точность формирования краткосрочных балансов мощности для энергосистем с большой долей генерации ВИЭ и, как следствие, надежность управления режимом их работы.
Возникновение обусловленных непрогнозируемым изменением фактической мощности генерации ВИЭ перегрузок в электрической сети приводит к необходимости ограничения мощности генерации ВИЭ. Это ограничение выполняется по командам диспетчерского персонала в объеме, гарантированно обеспечивающем ликвидацию превышений с учетом прогнозируемого изменения режимов работы энергосистемы. Для минимизации ограничений и обеспечения максимальной выработки мощности генерации ВИЭ ликвидация таких перегрузок должна выполняться с постоянным контролем наличия превышения сетевых ограничений вплоть до их ликвидации. В настоящее время данный принцип управления реализован посредством управления изменением мощности генерации ВИЭ от системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) с заданием приоритетности управления — ограничение мощности генерации ВИЭ до величины, определенной диспетчерским графиком (при ее превышении) с последующим ограничением мощности совместно с другими электростанциями, подключенными к АРЧМ. Технические требования, обеспечивающие участие генерации ВИЭ в управлении от АРЧМ, разработаны и проверены на конкретных объектах генерации. Учитывая преимущества указанной технологии, целесообразно тиражирование ее применения на электростанциях ВИЭ.
Еще одним важным направлением повышения надежности функционирования энергосистем с большой долей генерации ВИЭ является организация дистанционного управления мощностью такой генерации. Существующий уровень развития технологий позволяет эксплуатировать объекты генерации ВИЭ в максимально автоматизированном режиме. Для этого необходимо внедрение дистанционного управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств объектов генерации ВИЭ, в том числе из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС». В настоящее время уже реализовано дистанционное управление активной мощностью 24 электростанций ВИЭ, а в перспективе должно быть обеспечено дистанционное управление активной мощностью из диспетчерских центров 100% электростанций ВИЭ.
Также следует отметить, что для обеспечения устойчивого функционирования объектов генерации ВИЭ в составе энергосистемы при отклонении основных параметров режима (напряжения или частоты), а также при возникновении аварийных возмущений в энергосистеме, разработаны, успешно апробированы и внедрены технические требования к функционированию генерации ВИЭ в составе энергосистемы. В частности, формализовано и принято требование об обязательном участии генерации ВИЭ в общем первичном регулировании частоты, что позволяет снизить риски развития аварийной ситуации, сопровождающейся повышением частоты.
Кроме того, разработаны и проверены в рамках натурных испытаний требования к функционированию генерации ВИЭ, оснащенной системами накопления электрической энергии, реализация которых, в том числе, позволяет обеспечивать надежное функционирование изолированной энергосистемы, электроснабжение потребителей в которой осуществляется только генерацией ВИЭ. Это задача ближайшего будущего.
— Оцените, пожалуйста, влияние цифровизации на надежность и управляемость энергосистемы, особенно при интеграции новых видов генерации и в условиях роста нагрузки. Какие проекты демонстрируют наибольшую эффективность?
— Влияние цифровизации на надежность и управляемость энергосистемы однозначно положительное. С помощью вертикально интегрированной информационно-управляющей отечественной SCADA-системы, размещенной во всех диспетчерских центрах Системного оператора, осуществляются информационный обмен с объектами электроэнергетики (более 2 млн телесигналов и телеизмерений, в том числе векторных), обработка, расчеты, анализ и отображение информации персоналу для принятия решений и выдачи команд управления. В том числе автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) обеспечивает автоматическое доведение планового графика генерации до электростанций, автоматизированное дистанционное управление оборудованием объектов электроэнергетики путем передачи на эти объекты последовательности цифровых команд по специально подготовленным программам для автоматической реализации. Отдельные подсистемы АСДУ обеспечивают автоматическое регулирование частоты и активной мощности, расчет в режиме онлайн допустимых перетоков (система мониторинга запасов устойчивости, СМЗУ) и определение необходимости и объема противоаварийного управления, обеспечивающего ликвидацию последствий аварийных возмущений с наименьшими последствиями для потребителей (Централизованные системы противоаварийной автоматики, ЦСПА).
Следует отметить, что все указанные цифровые системы дают ощутимый технический эффект для энергетической отрасли в целом. Например, СМЗУ за счет определения допустимых перетоков в фактической схемно-режимной ситуации позволяет повысить степень использования фактически имеющейся пропускной способности электрической сети, что предоставляет возможность загрузки наиболее дешевой генерации и снижает риски отключения потребителей в сложных балансовых и аварийных ситуациях. Увеличение допустимого перетока при использовании СМЗУ может достигать 20%. К концу 2025 года расчеты допустимых перетоков с использованием СМЗУ будут выполняться более чем в 500 контролируемых сечениях.
ЦСПА (также за счет использования при проведении расчетов информации о фактическом режиме работы энергосистемы) минимизирует избыточность противоаварийного управления, в ряде случаев снижая требуемый объем управляющих воздействий на величину до 1000 МВт. В настоящее время ЦСПА развернута в шести ОДУ, а в ОДУ Центра планируется к вводу в 2026 году.
Наиболее ответственные подсистемы АСДУ в соответствии с законодательством категорированы как объекты критической информационной инфраструктуры.
В целом благодаря цифровым технологиям Системный оператор в большей степени уже осуществляет управление онлайн на основании фактических параметров режима работы энергосистем, а не по инструктивным их значениям, как это было ранее. Для моделирования работы ЕЭС России во всех режимах (как нормальных, так и аварийных) созданы цифровые двойники (цифровые модели) энергосистем. Для этого в Системном операторе реализован проект по созданию информационной модели (ИМ) ЕЭС России и технологически изолированных энергосистем, который позволил объединить данные, необходимые для выполнения основных технологических процессов управления, планирования и перспективного развития энергосистем. В рамках проекта выстроен процесс актуализации параметров ИМ в диспетчерских центрах, упорядочены и оцифрованы информационные потоки. Информация не просто собрана в одном месте, она структурирована в унифицированном формате, закрепленном в разработанных специалистами Системного оператора национальных стандартах серии ГОСТ Р 58651. Информационные модели ЕЭС России, энергосистем и энергообъектов представляют собой математическое описание миллионов элементов (в текущей информационной модели АО «СО ЕЭС» порядка 10 млн объектов), взаимосвязанных между собой и позволяющих информационным системам однозначно понимать и обмениваться информацией в машиночитаемом виде без человеческого участия и дополнительных трудозатрат по ручной перекодировке данных.
Опыт Системного оператора по моделированию энергосистем позволил осуществить в 2023 году что-то вроде цифровой трансформации отрасли, когда единым центром компетенций по разработке перспективных расчетных моделей стал Системный оператор. Это позволило упразднить длительный процесс разработки моделей на стороне проектировщиков и согласования их с Системным оператором. Конечно, вопросы цифрового моделирования выходят за рамки задач Системного оператора. Сегодня эти технологии востребованы всеми субъектами отрасли. В этом направлении очень помогает системный взгляд Минэнерго РФ на вопросы реализации проектов по цифровой трансформации отрасли. Под непосредственным кураторством замминистра Евгения Грабчака и директора Департамента оперативного управления в ТЭК Елены Медведевой за последние годы вышло множество нормативных актов, создающих основу этого процесса: внесены изменения в Федеральный закон «Об электроэнергетике», в котором появилось само понятие «цифровая модель». Были утверждены приказы Минэнерго и разработаны соответствующие Постановления Правительства РФ, устанавливающие подходы по формированию цифровых моделей генерирующих и сетевых компаний и предоставлению в Системный оператор технологической информации в цифровом формате. Для реализации указанных процессов еще в 2019 году был утвержден план по разработке национальных стандартов по цифровому моделированию (серия ГОСТ Р 58651), которые сейчас продолжают разрабатываться — их число уже перевалило за десяток и продолжает увеличиваться. Это свидетельствует о том, что процесс активно развивается, появляется необходимость описания новых предметных областей, к процессу подключаются новые субъекты. К слову, базовые стандарты были разработаны сотрудниками Системного оператора, но многие стандарты были разработаны крупнейшими энергокомпаниями, то есть это не бенефис Системного оператора, а отраслевая необходимость.
— Какова роль национальных стандартов в нормативно-правовом регулировании электроэнергетики и как расширяется практика их разработки и применения?
— Национальные стандарты в области электроэнергетики разрабатываются в технических комитетах по стандартизации при федеральном агентстве Росстандарт. Работы по стандартизации являются добровольными, и в них участвует широчайший круг экспертов отрасли, но состав членов ТК ограничен нормативными документами и формируется приказом Росстандарта из числа наиболее авторитетных организаций.
Среди технических комитетов следует отметить, в первую очередь, ТК 016 «Электроэнергетика», секретариат которого ведет АО «СО ЕЭС». С момента реорганизации в 2014 году членами ТК 016 разработано и согласовано более 200 стандартов, включая новые документы и обновления действующих в области управления энергосистемами, оборудования для электрических сетей, эксплуатации гидравлических и тепловых электростанций, информационного моделирования и других сферах. Последние несколько лет ТК 016 стабильно занимает лидирующие позиции в национальном рейтинге, по итогам 2023 года деятельность ТК 016 в области национальной стандартизации отмечена первым местом, а руководство ТК 016 — наградой в номинации «Стандартизатор года – 2024».
В этом году отмечается 10-летие закона о стандартизации, который определил новый облик национальной стандартизации, расширив область применения стандартов за пределы задач технического регулирования. Законом предусмотрена возможность применения ссылок на национальные стандарты из нормативных правовых актов, придающих требованиям стандартов обязательность, эта возможность используется и динамично развивается. Минэнерго России является одним из лидеров среди органов власти по применению ссылок на национальные стандарты в ведомственных нормативных правовых актах, в области электротехники, релейной защиты и автоматики, оперативно-диспетчерского управления, информационного моделирования таковых уже — 30 НПА.
Наиболее важные для надежного функционирования Единой энергосистемы, в том числе работы оптового рынка электроэнергии и мощности, стандарты принимаются как обязательные для субъектов оптового рынка через договор о присоединении к торговой системе.
— Уточните, пожалуйста, периодичность и механизмы регулярного пересмотра стандартов, чтобы они соответствовали современным технологическим решениям.
— В отношении действующих стандартов общие требования устанавливают необходимость проведения регулярной проверки их научно-технического уровня не реже одного раза в пять лет. В ТК 016 в прошлом году разработана и в настоящее время проходит апробацию в части стандартов старше 10 лет уникальная методика проверки. При проведении экспертизы особое внимание уделяется соответствию ГОСТов современным технологическим решениям. Составлен график ежегодных проверок «возрастных» стандартов.
Более свежие стандарты обновляются по мере необходимости и включения в программу работ. В соответствии с требованиями Росстандарта все проекты проходят стадию публичного обсуждения, экспертизы членами ТК 016, в том числе на соответствие современным решениям, и принимаются на основе консенсуса. Весь цикл разработки или обновления стандарта может быть завершен в пределах одного года, что позволяет поддерживать высокий темп внедрения современных решений.
— Какие положительные эффекты достигаются благодаря внедрению новых национальных стандартов?
— Национальная стандартизация сегодня — один из эффективных инструментов обеспечения технологической совместимости решений и бесшовной интеграции новых технологий в многосубъектной среде. В совокупности стандарты направлены на обеспечение надежной работы как энергосистемы в целом, так и оборудования на объектах электроэнергетики. Стандартами определяются качество регулирования частоты и напряжения, функциональность силового оборудования и работа микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, информационный обмен, управление и эксплуатация сложных производственных объектов.
В условиях цифровизации электроэнергетики стандарты унифицируют порядок моделирования и обмена данными в едином формате, что облегчает описание процессов и ускоряет принятие решений. Например, внедрение информационной модели электроэнергетики в деловые процессы существенно улучшило процессы проектирования и эксплуатации систем и объектов электроэнергетики на основе единой онтологии CIM. Стандарты в области векторных измерений позволили унифицировать процесс сбора синхронизированных измерений для детального анализа переходных процессов и изучения частотных свойств энергосистемы. Стандарты, касающиеся дистанционного управления, позволяют провести оперативное изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния оборудования и устройств на объектах электроэнергетики и снизить вероятность ошибки.
Целый ряд важных для обеспечения надежной работы энергосистемы России стандартов разработан и принят по плану работ подкомитета ТК 016/ПК-2 «Электрические сети (магистральные и распределительные)», для которого базовой организацией выступает ПАО «Россети».
Стандарты применяются на производстве, что способствует унификации решений и снижению издержек на всех этапах жизненного цикла продукции, а также в системах подтверждения соответствия, призванных гарантировать качество изделий для потребителей и собственников устройств и оборудования.
— Назовите приоритеты и направления развития национальных стандартов, которые Вы считаете ключевыми на ближайшие 5–10 лет?
— Приоритетом остается обеспечение надежной работы электроэнергетики во всех звеньях производственных процессов. Это делает актуальным как стандарты по задачам эксплуатации действующих объектов — развитие методов контроля и диагностирования, так и в части обеспечения технического перевооружения электрических сетей и электростанций с учетом новых технологий, включая новые материалы. Развитие стандартизации видится также в области активно растущих технологий накопления электроэнергии, постоянного тока высокого напряжения, управления потреблением, обеспечения интеграции в Единую энергосистему России возобновляемых источников энергии. Важным направлением работы станет продолжение стандартизации в сфере релейной защиты и противоаварийной автоматики — от определения параметров работы этих устройств до цифровых бланков уставок. Всего фонд стандартов, закрепленных за ТК 016, включает более 350 наименований, из которых более 160 старше 10 лет, что требует планомерной ежегодной работы по их пересмотру и обновлению.
Филиал «Энергозапчасть» ОАО «Белэнергоремналадка» успешно выполнил работы по изготовлению бандажного кольца, необходимого для текущего ремонта паровой турбины ст. №5 с генератором ПТ-60-130/13 филиала «Минская ТЭЦ-3» РУП «Минскэнерго».
Бандажное кольцо генератора является одной из самых нагруженных и ответственных деталей ротора. Его основная функция – надежная фиксация лобовых частей обмотки возбуждения, предотвращающая их деформацию под воздействием центробежных сил при вращении ротора.
Работы выполнены силами специалистов филиала с соблюдением всех технических требований и завершены в кратчайшие сроки.
1 июля 2025 года РусГидро полностью завершило релокацию своей штаб-квартиры из Москвы в Красноярск. В крупнейший город Восточной Сибири переехало более 40% работников московского офиса компании, включая всех руководителей. Рабочие места в Москве ликвидированы.
Помимо исполнительного аппарата, из столицы России в Красноярск перемещены девять компаний Группы РусГидро, среди них — компании ИТ-блока, а также строительная, энергосбытовая и сервисные организации.
Прием на работу в исполнительный аппарат компании осуществляется в Красноярске уже с середины 2024 года и продолжается до сих пор. Переезд энергохолдинга позволил не только создать новые рабочие места для красноярцев, но и привлечь в регион высококвалифицированные кадры. Сегодня в штаб-квартире РусГидро в Красноярске на ул. Перенсона работает более 900 сотрудников. Всего в исполнительном аппарате и в релоцированных компаниях в новом офисе будет работать порядка 1,5 тысяч человек.
Релокация штаб-квартиры РусГидро в Красноярск была осуществлена во исполнение поручения Президента России Владимира Путина. 26 декабря 2004 года, в день своего создания, ПАО «РусГидро» было зарегистрировано именно в Красноярске.
